上古气井增压生产后泡沫排水采气工作制度优化

随着压缩机的投用,部分上古产水气井产水量增大、油套压差下降,但生产一段时间后仍然表现出压力波动大、日产气量不稳的生产状况。基于以上情况以A井、B井、C井为例,主要从气井生产状况、产水规律、地层水性质、油套差压变化等方面进行分析。确定三口井增压生产下泡沫排水采气工艺的最优化参数,进而得出同类增压气井的泡排研究方法及泡排制度。

川西气田增压开采影响因素分析

目前川西气田经过多年的开发已进入开发后期,气井在低压低产阶段受外输压力影响逐步增大,增压开采能够提升气井外输能力,最终提高气藏采收率,因此增压开采是气田开发过程中的必经阶段。川西气田自2001年开始在新场蓬莱镇组气藏实施增压开采先导试验,经过15年的开发,先后在新场、马井、洛带等气田实施了增压开采工艺,影响增压开采效果的因素有很多,本文主要从气井自身潜力分析,结合气藏地质特征及气井生产动态特征,从渗透率、增压导入时机及生产方式三方面入手,利用二项式产能方程建立相关性,与实际气井增压效果进行对比分析,最终推导出气藏增压影响因素。

气水同产井增压开采实践与认识

川西地区气井低压低产且普遍产水,但通过气井开展增压开采,可实现井区增压和管网增压。本文通过模拟增压前后气井压力、产量递减情况,分析增压气井增压前后生产特征,确定气井增压开采的界限,为选取增压气井提供指导。

单井同步回转增压技术在苏里格南区块的应用

随着苏里格南区块气井开采时间的延长,地层压力逐渐降低,单井产量递减,携液能力下降,部分气井逐渐出现了井筒积液的特征.为了排出井筒积液,提高单井产量,延长气井连续生产时间,利用单井同步回转增压技术降低井口压力从而增大地层与井口的压差将井筒积液排出.通过介绍一种同步回转增压装置在苏里格南区块的应用情况,分析该装置的使用效果,提出了气井增压生产技术的优化建议.

靖边区域气田不同增压开发方式差异性评价

靖边区域气田持续开采多年,气藏资源和地层能量已开始迅速衰竭,根据以往大量气田实际情况,增压开采能有效的提高气井的采收率和经济效益。针对不同气田、不同储层、不同气井,有井口增压、增压站增压、气总站增压等不同增压方式。而要选择气井的增压方式、评价增压效果必须研究井筒的压力损失规律、井底积液情况与主次层次的贡献率变化等情况。

普光高含硫碳酸盐岩气田开发调整关键技术

中国石化已在四川盆地成功开发了普光和元坝两大高含硫气田,但进入“十四五”以来气田开发进入稳产中后期,面临水侵及硫沉积日益严重、剩余气分布复杂、部分气井油压接近外输压力等新问题。为实现气田稳产和提高天然气采收率,以普光高含硫碳酸岩盐气田为例(以下简称普光气田),对气田开发调整的关键技术及方法进行了系统研究,梳理了储层精细表征及建模、剩余气精细表征与挖潜、控水、控硫、增压开采等5个方面形成的关键技术。研究结果表明:①揭示了礁滩相碳酸盐岩储层不同储集空间类型的孔-渗特征,形成了“相控+震控”储层精细建模技术,精细表征了储层非均质性空间展布;②建立了普光气田5种类型剩余气分布模式,确定了普光气田储层非均质性控制纯气区剩余气分布,受井网完善程度和高渗条带分布控制,水侵区剩余气分布呈现小零散特征,形成了不同类型剩余气挖潜技术;③提出了普光气田采取“高部位控产、低部位排堵结合”的控水治水对策,实现水侵前缘均匀推进;④明确了储层硫沉积主要发生在近井地带(小于6 m),可导致渗透率最大下降70%~80%(表皮增大6.5~12倍),实验证实了重复酸压治硫效果好于注入溶硫剂;⑤建立了考虑产水及硫沉积的气井多相渗流产能评价方法,确定了气田增压潜力、增压幅度、增压时机及增压方式。结论认为,普光高含硫碳酸盐岩气田开发调整关键技术的实施,确保了气田自“十四五”以来稳产目标的实现,研究成果对我国高含硫气田开发调整具有重要的指导和借鉴意义。

连续循环排水采气工艺在延安气田的应用

延安气田部分区域井深4000m以上,产水一直是制约生产的重要难题。通过开展连续排水采气工艺应用试验,在保持连续生产的同时运用自身能量对井内进行循环气举,保障生产的同时清除井内积液,进而使井内生产环境逐渐趋于良性。本文阐述工艺原理及应用情况,分析试验过程,总结经验认识,为解决气井排液提供一种新的思路。